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油田节能降耗集输技术进展概述 　　摘要：阐述了转油站集输工艺流程，分析了集输系统效率影响因素，并概述油田节能降耗集输技术进展状况。 　　关键词：油气集输系统；降耗集输的进展 　　中图分类号：TE08文献标识码：A 文章编号： 　　一、转油站集输工艺流程 　　转油站工艺流程方框图见图1。各计量间来液首先进入汇管，经汇合后输往三合一，经三合一后分为三部分：天然气、经过三合一简单分离出来的水以及含水油。其中天然气经除油器后输往流量计间，然后一部分外输到A联，一部分用于二合一加热炉自耗（其中各站天然气流程可能有些不同，如某站自产的气量较少，无法满足该站自耗用气时，需要天然气处理厂补充供应一部分天然气）；由三合一简单分离出来的水经二合一加热炉加热后进入泵房，再经泵加压后通过阀组送回计量间；含水油进入泵房升压，经流量计计量后再经调节阀外输至A联。 　　 　　 　　图1 A转油站集输工艺流程 　　二、影响集输系统效率的因素 　　由于油田大部分采用加热方式进行集输，因此油气集输系统自身消耗了大量的能源，特别是随着许多老油田进入高含水后期，开发难度不断增加，集输能耗逐年上升。因此，节能降耗已经成为石油企业降低成本、提高经济效益的重要途径。集输工艺、输油动力设备、热能损耗、输送温度、原油粘度对油气集输系统效率均有不同程度的影响。通过选用合理、先进、经济的集输工艺，优化布站技术，加强生产管理，搞好热能综合利用，推广应用节能型输油动力设备和保温材料，以节能为中心采用先进、合理的工艺、设备和转油站加热炉进行生产改造，提高了集输系统效率。 　　三、油田节能降耗集输技术进展 　　3.1充分利用油井进入高含水后期，油井出油温度和产液量较高的现状，从而实现常年不加热集油 　　随着油田全面进入高含水后期开采阶段，油井出油温度呈上升趋势；当原油含水率高于80%后，剪切速率的变化对含水原油粘度已无明显影响，表明含水原油转相，采出液完全呈现牛顿流体的流动特性；另外，进入高含水后期，集油管道管壁结蜡量也明显下降，因此，应充分利用高含水后期油井生产的有利条件，对油井实现不加热集油。且这类不加热集油井由于高含水后期、高产液不需加流动改进剂。 　　3.2实施降温集油 　　实施降温集油的油井是含水率已超过转相点但产液量低于100 t/d或处于转相点附近的油井。其采用的技术措施： 　　（1）不加流动改进剂，采用掺常温水措施，提高油井总含水率，促进转相。从而改善流动条件，实现常年降温集油。该措施已在全油田推广，但实施范围及效果仍有差别。 　　（2）降低掺水温度，实现降温集油。对含水率已经超过转相点但产液量较低的油井，由于液流已不受粘度温度关系影响，可使集油温度降低到凝固点附近甚至低于凝固点。具体措施是降低掺水温度，但要根据集油系统条件，经过集油参数优化及生产实践确定经济合理的集油温度范围。 　　（3）通过加流动改进剂实现降温集油及不加热集油。流动改进剂对集油温度有较明显影响，随着加药量的增大，集油温度明显降低，而且其影响随产液量及含水率的上升而增大。这种变化主要是由流动改进剂对含水原油粘度及乳状液形态的改变引起的。因此，加流动改进剂不仅可以实现降温集油，而且如果集油温度降到混合出油温度以下，还可实现不加热集油。 　　3.3进行低能耗油气集输配套的低能耗输液、低温游离水脱除及低温含油污水处理 　　大范围不加热集油或常温集油会明显降低集油温度。实施不加热集油及降温集油，只有配套常温输液、常温游离水脱除及常温含油污水处理，才能最终摆脱对高含水产出液的升温处理，实现全过程低能耗集油。 　　（1）常温输液。加流动改进剂及破乳剂常温输液试验表明，离心泵在低温下输送高含水原油是可行的。加化学助剂可以实现常温输液，但加药次数及加药量要优选，需进行整个集油系统一次加药还是多次加药的试验。也可进行螺杆泵输液试验。 　　（2）常温游离水脱除。近年来开展的加流动改进剂降粘、转型试验表明，一定浓度的流动改进剂，能降低含水原油转相温度；降低含水原油粘度，有利于改善油水分离条件，特别是有利于改善利用重力分离原理的游离水脱除条件及含油水处理的除油条件。因此，应该继续从优化筛选流动改进剂、破乳剂入手，开展室内及现场加药试验，以较低加药量获取较大幅度降温，力争把处理温度降到28～30℃。为了尽可能减少大量添加化学助剂给原油生产成本增加带来的压力，要从多方面为降低集油温度创造条件，进一步挖掘填料在提高油水分离效率方面的潜力，最大限度降低填料型游离水脱除器的沉降温度；进一步改善破乳剂的低温破乳性能及高效性能，即利用管道破乳及游离水脱除降低沉降温度并使其保持良好的电化学脱水性能，以减少流动改进剂的使用。优化集油参数，调整集油系统，充分利用油井出油温度；充分利用高产液井热力条件减少